Газогидродинамические методы исследования

3. Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;

4. Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;

5. Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе

разработки залежи;

6. Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;

7. Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи.

4. Двучленная формула притока

4.1 Фильтрация по двучленному закону

Двучленный закон для плоскорадиальной фильтрации имеет вид

, (5.1)

Выразим скорость фильтрации через массовый расход

(5.2)

и подставим в формулу (5.1):

. (5.3)

Разделив переменные и введя функцию Лейбензона

, (5.4)

получим:

. (5.5)

Интегрируя последнее уравнение в пределах от rс до Rк, от Рс до Рк получим:

. (5.6)

Переходя от функции Лейбензона к давлению по формуле

(5.7)

для совершенного газа найдем из (5.6) уравнение притока к скважине:

, (5.8)

где

, (5.9)

. (5.10)

Здесь А и В-коэффициенты фильтрационных сопротивлений, постоянные для данной скважины. Они определяются опытным путем по данным исследования скважины при установившихся режимах.

Уравнение притока реального газа к скважине по двучленному закону фильтрации имеет вид

. (5.11)

4.2 Приток газа к несовершенным скважинам при двучленном законе фильтрации

Рис. 5.1. Схема притока газа к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине

Для несовершенной скважины (рис. 5.1) коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В принимают вид:

, (5.12)

. (5.13)

и – коэффициенты, характеризующие несовершенство скважины по степени вскрытия.

, (5.14)

, . (5.15)

Обе последние формулы – приближенные, они имеют место при значениях b>>R1.

и – коэффициенты, учитывающие несовершенство скважины по характеру вскрытия.

определяется по графикам В.И. Щурова

Для предлагается приближенная формула

, (5.16)

N – суммарное число перфорационных отверстий,

– глубина проникновения перфорационной пули в пласт.

5. Технология проведения исследований

Исследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке.

1. Перед исследованием скважину продувают в течении 15 – 20 мин. Для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождений это время составляет 2 – 3 ч.

2. В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяется во времени. Записывают эти давления и температуры газа в журнал исследований и останавливают скважину, полностью закрывая коренную задвижку (см. Рис. 6.1).

3. В ДИКТе устанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновь дожидаются наступления установившегося состояния, записывают давления и температуры, после чего скважину останавливают.

Такие операции повторяют 4, 6 или 9 раз, по числу имеющихся диафрагм. С целью контроля после исследования скважины на диафрагме с наибольшим калиброванным отверстием иногда повторяют исследование на диафрагме с меньшим диаметром отверстий.

4. По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы.

5. По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.

1. Строят графики зависимости (Рпл2 – Рс2)/Q от Q. По графикам определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.

Рис. 6.1. Схема расположения оборудования и приборов при испытании диафрагменным измерителем критического течения:

1 – диафрагменный измеритель;

2 – породоуловитель;

3 –6 – манометры.

6. Обработка результатов исследований

6.1 Определение давлений и расхода газа

Обработка результатов исследований скважин начинается с определения забойных давлений. Наиболее надежные данные получают при непосредственном измерении забойных давлений глубинными приборами. Однако, если газ достаточно чист (примеси не превышают 1 – 10 г./см3), вполне допустимо забойные давления определять по давлению на устье скважины. При неподвижном столбе газа

. (7.1)

– давление на забое;

– давление неподвижного столба на устье.

, (7.2)

 Скачать реферат